RU2231632C1 - Способ разработки нефтяной залежи - Google Patents
Способ разработки нефтяной залежи Download PDFInfo
- Publication number
- RU2231632C1 RU2231632C1 RU2003118306/03A RU2003118306A RU2231632C1 RU 2231632 C1 RU2231632 C1 RU 2231632C1 RU 2003118306/03 A RU2003118306/03 A RU 2003118306/03A RU 2003118306 A RU2003118306 A RU 2003118306A RU 2231632 C1 RU2231632 C1 RU 2231632C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gamma
- wells
- water
- units
- change
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 20
- 230000005251 gamma ray Effects 0.000 claims abstract description 33
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 22
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 22
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 18
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 16
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 15
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 claims description 20
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 claims description 15
- 239000008398 formation water Substances 0.000 claims description 13
- 239000010410 layer Substances 0.000 claims description 13
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 3
- 230000002262 irrigation Effects 0.000 claims 1
- 238000003973 irrigation Methods 0.000 claims 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 abstract description 3
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 abstract 3
- 239000003643 water by type Substances 0.000 abstract 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 abstract 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 6
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 4
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 4
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 3
- 230000002285 radioactive effect Effects 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 2
- 241001132374 Asta Species 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 235000019353 potassium silicate Nutrition 0.000 description 1
- 238000003908 quality control method Methods 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 230000001131 transforming effect Effects 0.000 description 1
Landscapes
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Обеспечивает определение обводнившихся пропластков и повышение нефтеотдачи залежи за счет проведения водоизоляционных работ. Сущность изобретения: по способу ведут закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Гамма-каротажные кривые снимают в процессе эксплуатации скважин. По исследуемым скважинам совмещают последующую и предыдущую кривые гамма-каротажа. Строят кривую разницы между значениями гамма-единиц последующей и предыдущей кривой. Максимальную разницу между значениями гамма-единиц принимают за 100%. Определяют динамику и % изменения гамма-единиц в зонах продуктивных пропластков. Принимают, что движение пластовых вод слабое при изменении гамма-единиц до 25%, от 25 до 75% - среднее, более 75% - интенсивное. По наличию динамики обводнения судят о продвижении пластовых вод к скважине. В обводненных пропластках проводят мероприятия по изоляции пластовых вод и выравниванию профиля приемистости в скважинах. Снимают гамма-каротажные кривые до и после водоизоляционных работ. По скачкообразному изменению показателей гамма-каротажа судят о прохождении водоизолирующего агента.
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи.
Известен способ разработки обводненной нефтяной залежи, включающий периодическую закачку через нагнетательные скважины углеводородной жидкости и гелеобразующего материала, закачку вытесняющего агента и отбор нефти через добывающие скважины (патент РФ №2143059, кл. Е 21 В 43/22, опубл. 1999.12.20).
Способ позволяет провести изоляцию водопроводящих зон пласта и выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин. Однако способ не предусматривает определения обводненных пропластков и контроля качества водоизоляционных работ, поэтому увеличение нефтеотдачи невысоко.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки залежи нефти, приуроченной к карбонатным коллекторам, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин основного и резервного фондов и их перфорацию в интервале продуктивных пластов, нагнетание воды через нагнетательные скважины, добычу нефти через добывающие скважины, проведение различных методов промыслово-геофизических исследований при эксплуатации скважин, в нагнетательных скважинах основного фонда методом расходометрии определение пропластка, не принимающий воду при нагнетании ее в пласт, но отдающего воду после прекращения закачки при снятии давления на устье нагнетательных скважин, по приуроченности этого пропластка к реперу выделение интервалов, идентичных в добывающих и других нагнетательных скважинах, и по данным метода нейтронно-гамма-каротажа определение фильтрационных характеристик и распространения по площади пропластка, не принимающего воду при закачке, но отдающего воду после прекращения закачки, и бурение добывающих и нагнетательных скважин резервного фонда с учетом распространения этого пропластка по площади (патент РФ №1322743, кл. Е 21 В 43/20, опубл. 2000.04.27 - прототип).
Известный способ не позволяет определить обводненные пропластки, провести водоизоляционные работы и, тем самым, повысить нефтеотдачу залежи.
В предложенном способе решается задача определения обводнившихся пропластков и повышения нефтеотдачи залежи за счет проведения водоизоляционных работ.
Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины, проведение гамма-каротажа в скважинах и выявление пропластков с характерными свойствами, согласно изобретению гамма-каротажные кривые снимают в процессе эксплуатации скважин, по исследуемым скважинам совмещают последующую и предыдущую кривые гамма-каротажа, строят кривую разницы между значениями гамма-единиц последующей и предыдущей кривой, максимальную разницу между значениями гамма-единиц принимают за 100%, определяют динамику и % изменения гамма-единиц в зонах продуктивных пропластков, принимают, что движение пластовых вод слабое при изменении гамма-единиц до 25%, от 25 до 75% - среднее, более 75% - интенсивное, по наличию динамики обводнения судят о продвижении пластовых вод к скважине, в обводненных пропластках проводят мероприятия по изоляции пластовых вод и выравниванию профиля приемистости в скважинах, снимают гамма-каротажные кривые до и после водоизоляционных работ и по скачкообразному изменению показателей гамма-каротажа судят о прохождении водоизолирующего агента.
Признаками изобретения являются:
1) закачка рабочего агента через нагнетательные скважины;
2) отбор нефти через добывающие скважины;
3) проведение гамма-каротажа в скважинах;
4) выявление пропластков с характерными свойствами;
5) снятие гамма-каротажных кривых в процессе эксплуатации скважин;
6) по исследуемым скважинам совмещение последующей и предыдущей кривых гамма-каротажа;
7) построение кривой разницы между значениями гамма-единиц последующей и предыдущей кривой;
8) принятие максимальной разницы между значениями гамма-единиц за 100%;
9) определение динамики и % изменения гамма-единиц в зонах продуктивных пропластков;
10) принятие, что движение пластовых вод слабое при изменении гамма-единиц до 25%, от 25 до 75% - среднее, более 75% - интенсивное;
11) по наличию динамики обводнения суждение о продвижении пластовых вод к скважине;
12) в обводненных пропластках проведение мероприятий по изоляции пластовых вод и выравниванию профиля приемистости в скважинах;
13) снятие гамма-каротажных кривых до и после водоизоляционных работ;
14) по скачкообразному изменению показателей гамма-каротажа суждение о прохождении водоизолирующего агента,
Признаки 1-4 являются общими с прототипом, признаки 5-14 являются существенными отличительными признаками изобретения.
Сущность изобретения
При разработке нефтяной залежи происходит неравномерное обводнение пропластков. Установить, какой пропласток и в какой степени обводнился, бывает весьма затруднительно. В предложенном способе решена задача определения обводненности пропластков посредством гамма-каротажа в скважинах. Последующее проведение водоизоляционных работ способствует повышению выработки пропластков, повышению нефтеотдачи залежи.
Способ осуществляют следующим образом.
При разработке нефтяной залежи ведут закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Гамма-каротажные кривые снимают в процессе эксплуатации скважин. Способ основан на том факте, что пластовая вода вымывает радиоактивные элементы породы (соли) и несет их к добывающим скважинам. Радиоактивные элементы породы накапливаются в прискважинной зоне, откладываются на трубах, их сорбируют глины. При гамма-каротаже такие отложения определяют и фиксируют. По исследуемым скважинам совмещают последующую и предыдущую кривые гамма-каротажа, т.е. накладывают одну кривую на другую. Нормализуют кривые, т.е. устанавливают единый масштаб и единую систему измерений (гаммы, рентгены, импульсы/мин). Строят кривую разницы между значениями гамма-единиц последующей и предыдущей кривой. Определяют зоны, где изменение разницы значений гамма-каротажа заметно, определяют продолжительность зон по глубине и по амплитуде (величине разницы значений). По наличию выявленных зон определяют движение (приток) пластовых вод (может быть даже добытых как попутные и закачанных обратно в скважины). Максимальную разницу между значениями гамма-единиц принимают за 100%. Определяют динамику и % изменения гамма-единиц в зонах продуктивных пропластков. В добывающих скважинах принимают, что движение пластовых вод слабое при изменении гамма-единиц до 25%, от 25 до 75% - среднее, более 75% - интенсивное. По наличию динамики обводнения судят о продвижении пластовых вод к скважине. В обводненных пропластках проводят мероприятия по изоляции пластовых вод и выравниванию профиля приемистости в скважинах. Водоизоляционные работы проводят на пресной, т.е. на непластовой воде. Поэтому при закачке водоизолирующих составов радиоактивные элементы породы оттесняются от скважины и значение гамма единиц снижается. Снимают гамма-каротажные кривые до и после водоизоляционных работ. По скачкообразному изменению (уменьшению) значений гамма-каротажа судят о прохождении водоизолирующего агента.
Аналогичным образом по нагнетательным скважинам определяют, куда идет рабочий агент - в продуктивный пропласток или мимо.
Пример конкретного выполнения
Разрабатывают нефтяную залежь Ромашкинского месторождения со следующими характеристиками: пористость - 11,9%, проницаемость - 0,029 мкм2, нефтенасыщенность - 61,1%, абсолютная отметка водонефтяного контакта - 870 м, средняя нефтенасыщенная толщина - 8 м, начальное пластовое давление - 11 МПа, пластовая температура - 25°С, параметры пластовой нефти: плотность - 930 кг/м3, вязкость - 46 мПа·с, давление насыщения - 1,8 МПа, газосодержание - 15,2 м3/т, содержание серы - 3,64%.
Закачивают рабочий агент - высокоминерализованную воду плотностью 1180-1200 кг/м3 с нижнего горизонта через ряды нагнетательных скважин с 10 скважинами в каждом ряду. Отбирают нефть через ряды добывающих скважин по 10 добывающих скважин в каждом ряду. Расстояние между скважинами в рядах составляет 500 м.
Используют архивные данные гамма-каротажа, полученные в открытом стволе скважин до начала эксплуатации, т.е. при бурении.
Одна из скважин пробурена как добывающая. Начальный дебит составил 7,6 т/сут, обводненность - 60%. Через 14 лет обводненность возросла до 99,4%. В скважине снимают гамма-каротажные кривые. Совмещают кривую, полученную в необсаженной скважине при ее строительстве, и кривую, полученную через 14 лет эксплуатации, т.е. накладывают одну кривую на другую. Нормализуют кривые, т.е. устанавливают единый масштаб и единую систему измерений - гаммы. Строят кривую разницы между значениями гамма-единиц второй и первой кривой. Для этого составляют уравнение прямой по опорным точкам Y=f(x) для пары кривых гамма-каротажа, где Y - значения гамма-каротажа, х - глубина скважины. Определяют коэффициенты (а, b) формулы преобразования кривых гамма-каротажа к одной усредненной кривой Y*=ax+b, т.е. устанавливают единый масштаб и единую систему измерений - гаммы. Находят расхождение между расчетными параметрами Y* и измеренными Y показаниями повторного замера гамма-каротажа Δ=Y-Y* и строят кривую этой разности.
Для данной скважины диапазон расхождения гамма-единиц составляет 0,25-10 гамм. Разницу между максимальным и минимальным значением гамма-единиц при совмещении кривых гамма-каротажа для данной скважины принимают за 100% (в частности, около 10 гамм). Выявляют, что для продуктивных пропластков среднее значение изменения (разницы между значениями гамма-единиц) по участку разработки составляет 60%. Аналогично проводят исследования в других скважинах.
Выявляют, что в двух добывающих скважинах на трех пропластках толщиной по 1 м изменение гамма-единиц составляет величину порядка 80-90%. Принимают решение о проведении водоизоляционных работ в этих пропластках. Избирательно и поинтервально в эти пропластки закачивают по 2 м3 жидкостекольного водоизолирующего раствора на пресной воде. Проводят технологическую выдержку для отверждения. Снимают гамма-каротажные кривые до и после водоизоляционных работ. Определяют, что в двух пропластках произошло уменьшение гамма-единиц практически до нуля. Делают вывод о прохождении водоизолирующего агента в эти пропластки. В третьем пропластке уменьшение гамма-единиц произошло на 10%. Делают вывод о необходимости повторных водоизолирующих мероприятий в данном пропластке.
Выявляют, что в трех добывающих скважинах в одном пропластке толщиной 1 м изменение гамма-единиц составляет величину порядка 20%. Делают вывод о необходимости перераспределения потоков рабочего агента в залежи в данный пропласток.
В результате применения предложенного способа нефтеотдача залежи возросла на 3% и составила 41%.
Применение способа позволит определить обводнившиеся пропластки и повысить нефтеотдачу залежи за счет проведения водоизоляционных работ.
Claims (1)
- Способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины, проведение гамма-каротажа в скважинах и выявление пропластков с характерными свойствами, отличающийся тем, что гамма-каротажные кривые снимают в процессе эксплуатации скважин, по исследуемым скважинам совмещают последующую и предыдущую кривые гамма-каротажа, строят кривую разницы между значениями гамма-единиц последующей и предыдущей кривой, максимальную разницу между значениями гамма-единиц принимают за 100%, определяют динамику и % изменения гамма-единиц в зонах продуктивных пропластков, принимают, что движение пластовых вод слабое при изменении гамма-единиц до 25%, от 25 до 75% - среднее, более 75% - интенсивное, по наличию динамики обводнения судят о продвижении пластовых вод к скважине, в обводненных пропластках проводят мероприятия по изоляции пластовых вод и выравниванию профиля приемистости в скважинах, снимают гамма-каротажные кривые до и после водоизоляционных работ и по скачкообразному изменению показателей гамма-каротажа судят о прохождении водоизолирующего агента в обводненные пропластки.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2003118306/03A RU2231632C1 (ru) | 2003-06-21 | 2003-06-21 | Способ разработки нефтяной залежи |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2003118306/03A RU2231632C1 (ru) | 2003-06-21 | 2003-06-21 | Способ разработки нефтяной залежи |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2231632C1 true RU2231632C1 (ru) | 2004-06-27 |
Family
ID=32847056
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2003118306/03A RU2231632C1 (ru) | 2003-06-21 | 2003-06-21 | Способ разработки нефтяной залежи |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2231632C1 (ru) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2477790C2 (ru) * | 2009-12-31 | 2013-03-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Способ измерения многофазного потока с применением одного высокоактивного и одного или более низкоактивных радиоактивных источников |
| RU2611131C1 (ru) * | 2016-01-11 | 2017-02-21 | Общество с ограниченной ответственностью "ГазПродакшнИнжиниринг" | Способ выявления скважин - обводнительниц и водоприточных интервалов в газовых скважинах |
| RU2623389C1 (ru) * | 2016-07-21 | 2017-06-26 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ определения обводненности нефтеводяной смеси, добываемой из нефтяной скважины |
-
2003
- 2003-06-21 RU RU2003118306/03A patent/RU2231632C1/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2477790C2 (ru) * | 2009-12-31 | 2013-03-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Способ измерения многофазного потока с применением одного высокоактивного и одного или более низкоактивных радиоактивных источников |
| RU2611131C1 (ru) * | 2016-01-11 | 2017-02-21 | Общество с ограниченной ответственностью "ГазПродакшнИнжиниринг" | Способ выявления скважин - обводнительниц и водоприточных интервалов в газовых скважинах |
| RU2623389C1 (ru) * | 2016-07-21 | 2017-06-26 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ определения обводненности нефтеводяной смеси, добываемой из нефтяной скважины |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2526937C1 (ru) | Способ разработки низкопроницаемой нефтяной залежи | |
| Baker | Reservoir management for waterfloods-Part II | |
| RU2005105146A (ru) | Способ разработки месторождения углеводородов | |
| RU2567918C1 (ru) | Способ разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения | |
| RU2474678C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами | |
| RU2513955C1 (ru) | Способ разработки слоистой нефтяной залежи | |
| RU2231632C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| Chertovskikh et al. | Problems of oil and gas production in the Verkhnechonskoye oil and gas condensate field associated with halite depositing | |
| RU2459938C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2584190C1 (ru) | Способ разработки многопластовой нефтяной залежи | |
| RU2394981C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2580562C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| Garland | Selective plugging of water injection wells | |
| RU2517674C1 (ru) | Способ разработки неоднородной нефтяной залежи | |
| Temizel et al. | An analysis of scale buildup in seawater injection of waterflooding operations | |
| Al-Jasmi et al. | Improving well productivity in North Kuwait well by optimizing radial drilling procedures | |
| Talash et al. | Summary of performance and evaluations in the west burkburnett chemical waterflood project | |
| RU2459936C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2768785C1 (ru) | Способ восстановления разрушенных месторождений нефти | |
| Bae et al. | Glenn Pool Surfactant Flood Pilot Test: Part 2—Field Operations | |
| RU2108451C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2583471C1 (ru) | Способ разработки многопластового нефтяного коллектора | |
| Demidov et al. | Justifying method of enhancing oil recovery of multizone reservoirs including hydrodynamic con nected reservoirs | |
| RU2494237C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи термическим заводнением | |
| Grinchenko et al. | Development history case of a major oil-gas-condensate field in a new province |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20100622 |